Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Dс, м	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8
Н, м	18,9	26,2	32,2	37,2	41,7	45,6	49,0	52,5
Н, м	10,8	15,0	18,4	21,3	23,8	26,0	28,0	30,0

Расчет времени установки моста

Продолжительность установки моста Т должна определяться, исходя из оптимальной скорости движения жидкости в кольцевом пространстве и сроков схватывания (загус-тевания) тампонажного раствора.

Т = Т₁ + Т₂ + Т₃ + Т₄ + Т₅ = 0,75Т_заг, (4.13)

где Т₁ - затраты времени на приготовление и закачку тампонажного раствора в скважину;

Т₂ - продолжительность введения разделительных пробок в колонну;

Т₃ - затраты времени на продавливание тампонажного раствора в интервал установки моста;

Т₄ - продолжительность снятия цементировочной головки и подъема заливочной колонны из зоны тампонажного раствора;

Т₅ - затраты времени на установку цементировочной головки и срезку кровли моста;

Т_заг - время загустевания тампонажного раствора, определяемое по консистометру.

Время Т₃ определяется, исходя из необходимости обеспечения эффективной скорости W_э подъема жидкости в интервале установки моста:

(4.14)

В связи с этим перед установкой мостов в скважинах необходимо проводить гидравлические исследования с целью определения оптимального режима работы цементировочных агрегатов. Если конструкция скважины не позволяет создавать скорость восходящего потока более 1 м/с, то в нижней части заливочной колонны необходимо установить трубы большего диаметра. Если последнее условие невыполнимо, установка цементного моста осуществляется при скорости восходящего потока W_э < 0,5 м/с.

 ремонтно-изоляционные работы

Эксплуатационная нефтяная или газовая скважина должна представлять собой долговечный герметичный канал для транспортирования нефти или газа от продуктивного пласта до земной поверхности, что обеспечивается качественным разобщением пластов и наличием в скважине прочной обсадной колонны. Обеспечение этих условий является основной задачей первичного цементирования нефтяных и газовых скважин. Однако некачественная крепь -- это источник осложнений в течение всей жизни скважин, вызывающий необходимость проведения ремонтных работ. Некачественное цементирование -- весьма частое явление, так как связано с вытеснением бурового раствора тампонажным, а этот процесс в стесненном заколонном пространстве не всегда происходит удачно.

5.1 ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ (РИР) И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ВЫПОЛНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ

Работы по ремонту крепи включают исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за колонной, устранение негерметичности колонны и изоляцию подошвенных, контурных и нагнетаемых вод. План ремонта скважины должен включать геолого-технические данные, причины и цель ремонта, состояние ствола к моменту ремонта, перечень намеченных мероприятий, описание технологического цикла ремонтных работ с указанием количественных характеристик параметров операций, а также ответственных исполнителей по каждой технологической операции.

5.1.1 Терминология

НКТ	Насосно-компресорные трубы.
ОЗЦ	Ожидание затвердения цементного раствора (или другой тампонирующей смеси).
Трубное пространство	Пространство внутри НКТ.
Затрубное пространство	Кольцевое пространство между НКТ и эксплуатационной колонной.
Заколонное пространство	Кольцевое пространство между за эксплуатационной колонной в необсаженном интервале ствола скважины.
Межколонное пространство	Кольцевое пространство между за эксплуатационной колонной в обсаженном интервале ствола скважины.
Межколонное (заколонное, затрубное) давление	Давление в межколонном (заколонном, затрубном) пространстве
Задавленная (заглушенная) скважина	Скважина, ствол которой заполнен буровым раствором, гидростатическое давление которого уравновешивает пластовое давление.
Колонна-летучка (летучка)	Перекрывающее устройство, состоящее из одной ил нескольких соединенных между собой обсадных труб, устанавливаемых в обсадной колонне большого диаметра в интервале ее дефекта.
Разрядить скважину	Снизить давление в эксплуатационной колонне на устье до атмосферного.
«Скользящее» тампонирование	Метод тампонирования под давлением, при котором тампонирующая смесь прокачивается по затрубному пространству скважины под избыточным давлением.
Закачивание тампонирующей смеси, бурового раствора или технологической жидкости (закачивание)	Подача приготовленной тампонирующей смеси, бурового раствора или технологической жидкости в НКТ (затрубное или межколонное пространство, обсадную колонну).
Продавливание тампонирующей смеси, технологической жидкости или механического устройства (продавливание)	Закачка расчетного количества бурового раствора в НКТ (заколонное, затрубное или межколонное пространство, обсадную колонну) для транспортирования тампонирующей смеси (технологической жидкости или механического устройства) на заданную глубину скважины.
Задавливание тампонирующей смеси (задавливание)	Нагнетание тампонажной смеси в изолируемую зону заколонного (межколонного) пространства скважины.
Зона ввода	Отверстия в обсадной колонне, через которые внутренняя полость обсадной колонны сообщается с заколонным (межколонным) пространством.

5.1.2 ПОДГОТОВКА К РИР

Перед началом производства ремонтных работ крепи скважин наземные сооружения, буровое и вспомогательное оборудование, инструменты и контрольно-измерительные приборы, исходя из предстоящих работ на скважине, должны быть проверены и приведены в соответствие с действующими требованиями, обеспечивающими безопасное проведение работ.

Подготовка насосно-компрессорных (НКТ) и бурильных труб осуществляется в соответствии с действующими РД. На трубных базах производят гидравлические испытания, калибровку резьб, шаблонирование, маркировку и сортировку труб. Транспортирование труб на скважину должно производиться специальным транспортом. При погрузке между рядами труб размещают деревянные прокладки, предохраняющие трубы от ударов. При этом концы труб не должны свешиваться или выступать за габариты транспортного средства более чем на 1 м. Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей запрещается. При разгрузке и укладке труб у скважины необходимо, чтобы муфтовые концы были направлены в сторону устья скважины. Не допускается сбрасывать трубы, ударять их друг о друга, перетаскивать волоком.

Непосредственно на буровых проводят наружный осмотр, повторное шаблонирование, укладку труб в порядке спуска в скважину и замер их длины.

Опыт показал, что на каждые 1000 м, необходимых для работы труб, требуется подготовить дополнительно 50 м резервных труб.

Подготовленные трубы укладывают штабелями на стеллажи в порядке очередности спуска в скважину, между рядами помещают деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда труб устанавливают на общей прямой линии.

Составление колонны НКТ для различных операций при РИР осуществляется согласно РД 39-1-306-79 и имеет свои специфические особенности. Для тампонажных и вспомогательных работ обычно применяются НКТ размером 60, 73, 89, 114 мм. Для цементирования используют новые или незначительно изношенные трубы. При тампонажных и вспомогательных работах в глубоких скважинах, исходя из условий прочности на разрыв, следует применять комбинированные колонны труб. Основные размеры НКТ приведены в табл. 5.1.

Выбор размеров труб производится в зависимости от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны согласно данным, приведенным ниже.

Диаметр эксплуатационной колонны, мм 178 и более 168 140, 146

Диаметр заливочных труб, мм 114 или 89 89 или 73 73 или 60

Допустимые глубины спуска НКТ определяют из расчета прочности резьбовых соединений труб. Предельная безопасная глубина спуска труб вычисляется по следующим формулам:

для гладких труб

Таблица 5.1.

Основные размеры НКТ для тампонажных и вспомогательных работ

Условный диаметр трубы, мм	Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Внутренний диаметр, мм	Наружный диаметр муфты, мм	Теоретическая масса, кг	Допускаемая осевая нагрузка, кН (К2 = 1,5)	Допускаемая глубина спуска, м (К2 = 1,5)
					1 м гладкой трубы	двух высадок	муфты	Группа прочности стали	Группа прочности стали
								Д	К	Е	Л	М	Д	К	Е	Л	М
Гладкие НКТ
60	60,3	5,0	50,3	73,0	6,84	-	1,3	150	200	210	250	290	2140	2860	3000	3570	4140
73	73,0	5,5	62,0	89,0	9,16	-	2,4	200	260	290	340	390	2110	2750	3060	3590	4120
73	73,0	7,0	59,0	89,0	11,39	-	2,4	270	360	390	460	530	2310	3080	3340	3930	4530
89	88,9	6,5	76,0	107,0	13,22	-	3,6	290	390	420	500	580	2120	2850	3070	3650	4240
102	101,6	6,5	88,6	121,0	15,22	-	4,5	330	430	470	550	640	2090	2720	2980	3490	4060
114	114,3	7,0	100,3	132,5	18,47	-	5,1	400	520	570	680	780	2020	2720	2980	3560	4080
НКТ с высаженными наружу концами
60	60,3	5,0	50,3	78,0	6,84	0,7	1,5	220	290	330	380	440	3250	4280	4800	5560	6450
73	73,0	5,5	62,0	93,0	9,10	0,9	2,8	300	390	440	510	590	3250	4280	4800	5560	6450
73	73,0	7,0	59,0	99,0	11,39	0,9	2,8	370	490	550	630	735	3250	4280	4800	5560	6450
89	88,9	6,5	76,0	114,3	13,22	1,3	4,2	430	570	630	735	850	3250	4280	4800	5560	6450
89	88,9	8,0	73,0	114,3	15,98	1,3	4,2	520	680	70	890	1030	3250	4280	4800	5560	6450
102	101,6	6,5	88,6	127,0	15,22	1,4	5,0	495	650	730	850	980	3250	4280	4800	5560	6450
114	114,3	7,0	100,3	141,3	18,47	1,6	6,3	600	790	890	1030	1190	3250	4280	4800	5560	6450

для равнопрочных труб (с высаженными наружу концами)

где К₂ - коэффициент запаса прочности, К₂ = 1,3 - 1,5; q_т - масса 1 м труб, кг; g - ускорение силы тяжести, g = 9,8 м/с²; _м - плотность материала труб, кг/м³; Q_стр - страгивающая нагрузка для резьбового соединения, рассчитывается по формуле Яковлева, Н; _т - предел текучести материала труб, Па; l_доп - допустимая глубина подвески труб, м (значения l_доп приведены в табл. 5.1).

Определение допустимых глубин списка комбинированных двухступенчатых колонн производится следующим образом.

Условие прочности верхней трубы определяется уравнением:

где h₁ и h₂ - длина нижней и верхней ступени соответственно, м;

q_т1 и q_т2 - масса 1 м труб соответственно нижней и верхней ступени, кг;

Q₁ - максимальная растягивающая нагрузка для верхней трубы, Н.

Для гладких труб Q = Q_стр.

Для труб с высаженным наружу концами Q = _т f_с, где f_с - площадь поперечного сечения трубы, м².

Решая приведенное уравнение относительно различных сочетаний диаметров, получаем для составных колонн уравнения, приведенные в графической форме на рис. 5.1 - 5.5.

Пример. По номограмме рис. 5.8 для составной колонны гладких НКТ 11473 (5,5) мм из стали группы прочности Д при h₂ = 1500 м, получаем h₁ = 1200 м.

Независимо от целей РИР в первую очередь выясняют техническое состояние обсадной колонны и глубину фактического забоя скважины путем спуска в скважину печати на НКТ или бурильных трубах. Если инструмент спускают впервые, то обследование состояния колонны необходимо производить полномерной конусной печатью, имеющей диаметр на 6 - 7 мм меньше, чем внутренний диаметр обсадных труб. При посадке печати выше требуемой глубины размер следующей спускаемой печати уменьшают на 6 - 12 мм до получения ясного отпечатка, характеризующего величину и характер нарушения колонны. С этой же целью, а также для характеристики посторонних предметов на забое скважины после конусной спускают плоскую печать. В процессе обследования производят одноразовую посадку печати при нагрузке не более 20 кН. В скважинах глубиной до 800 м допускается спуск печати на стальном канате. Необходимо иметь в виду, что без предварительного обследования ствола находившейся в эксплуатации скважины печатями определение глубины забоя шаблонами, спускаемыми на металлической проволоке или каротажном кабеле, производить нельзя.



5.1.3 ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИНЫ

Исследование скважин при планировании и осуществлении ремонта крепи выполняют в целях:

- выявления и выделения интервалов негерметичности обсадных колонн и цементного кольца за ними;

- изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола;

- контроля положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, искусственного забоя, инструмента, спущенного для ремонтных операций, вспомогательных мостов, изолирующий патрубков;

- оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом.

Исследования проводятся технологическими и геофизическими методами. Метод или комплекс методов выбирают, исходя из цели ремонта и состояния скважины, после тщательного изучения особенностей ее строительства и процесса эксплуатации.

Включаемые в план ремонта скважины параметры исследования крепи скважины указаны в табл. 5.2.

Глубину или интервал расположения нарушения колонны определяют методами расходометрии, резистивиметрии, термометрии. Если колонна имеет несколько нарушений с различной пропускной способностью, все нарушения указанными методами могут не выявиться. Поэтому после исследований интервал колонны над верхним нарушением проверяют на герметичность, а нижние предполагаемые интервалы негерметичности отключают путем установки песчаной или цементной пробки или пакера. После проведения изоляционных работ исследования повторяют.

При незначительных приемистости и притоке через нарушение, когда негерметичность колонны по жидкости регистрируется лишь падением давления при опрессовке, глубину дефекта можно определить поинтервальной опрессовкой колонны вязкой жидкостью или сжатым газом. Эти методы применяют, когда в процессе эксплуатации наблюдаются межколонные газопроявления на устье скважины.

Таблица 5.2.

Параметры исследования крепи скважины

Технологический метод исследования крепи скважин	Параметры исследования, которые следует указывать в утверждаемом плане работ
Опрессовка колонны	Глубина установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения); тип и плотность жидкости опрессовки; величина устьевого давления опрессовки
Поинтервальная опрессовка	Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения); глубина спуска насосно-компрессорных труб; тип, вязкость, плотность и объем вязкой буферной жидкости; тип, вязкость и плотность промывочной жидкости; направление прокачивания (прямое, обратное); объем прокачивания и число этапов прокачивания вязкой буферной жидкости; продолжительность и устьевое давление опрессовки
Снижение и прослеживание восстановления уровня жидкости в колонне	Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения); способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине; способ и периодичность регистрации положения уровня в скважине
Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне	Режимы продавливания жидкости через нарушение колонны; устьевое давление на каждом режиме; тип; плотность и вязкость продавливаемой жидкости
Шаблонирование колонны	Тип, материал, наружный диаметр и длина шаблона; тип (насосно-компрессорные, бурильные) и условный диаметр труб для спуска шаблона; скорость спуска шаблона; величина максимальной разгрузки труб при остановке шаблона в процессе спуска в скважину; интервал (глубина) шаблонирования
Снятие отпечатка с дефекта крепи	Тип печати (плоская, конусная и др.); материал поверхности для снятия отпечатка; наружный диаметр и длина печати; тип и условный диаметр труб (троса) для спуска печати; глубина спуска печати; величина разгрузки труб и необходимость промывки при посадке печати
Прокачивание индикатора (красителя)	Тип или химический состав индикатора; концентрация и объем раствора индикатора

5.1.4 ГИДРОАЭРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОИСКА МЕСТ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Определение местоположения негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн

Каналами в резьбе являются щелевые зазоры раскрытостью в десятые и сотые доли миллиметра. Пропускная способность таких каналов столь незначительна, что при опрессовке непрерывная закачка жидкости при допускаемых для обсадных колонн давлениях невозможна. После прекращения прокачки избыточное давление в колонне постепенно снижается. При этом величина снижения давления в течение контрольного времени опрессовки может быть в пределах допускаемой, т. е. обсадная колонна в соответствии с действующими нормами может считаться герметичной. Однако при освоении или эксплуатации скважин выделяющийся из нефти растворенный газ проникает через негерметичную резьбу и, скапливаясь в заколонном пространстве, осложняет процесс добычи нефти.

Местоположение каналов утечки флюидов из колонны часто определяют гидроаэродинамическими методами. Гидроаэродинамические методы исследования включают поинтервальную опрессовку негерметичной колонны газообразным агентом или пачкой высоковязкой жидкости. Поинтервальная опрессовка обсадных колонн газообразным агентом осуществляется для поиска мест утечки газа, являющихся причиной межколонных проявлений на устье при освоении и эксплуатации скважин.

Поинтервальную опрессовку обсадных колонн пачкой высоковязкой жидкости проводят, если негерметичность колонны по жидкости регистрируется лишь падением давления при опрессовке. В последнем случае нередко применяют поинтервальную опрессовку колонны с помощью пакера.

Поиск интервала негерметичности методом поинтервальной опрессовки колонны газообразным агентом

Для определения интервала негерметичности методом поинтервальной опрессовки на скважине устанавливают цементировочный агрегат (ЦА), газонагнетающий агрегат - автомобильную газификационную установку (АГУ) со сжиженным азотом или паропроизводительную установку (ППУ). По согласованию с местными органами РГТИ допускается применение воздушного компрессора (УКП-80 и др.).

Затрубное пространство скважины обвязывают с газонагнетающим агрегатом 2, а трубное - с мерной емкостью 3 цементировочного агрегата



Для опорожнения и опрессовки исследуемого интервала через открытый кран 6 в затрубном пространстве подают газообразный агент. При этом замеряют объем вытесняемого из НКТ бурового раствора, поступающего через открытый кран 7 в мерную емкость.

Положение уровня жидкости в колонне h определяется по формуле

где V_м - объем жидкости, вытесненной в мерную емкость, м³; V₀ - объем 1 м затрубного пространства скважины, м³.

При достижении уровня жидкости глубины h, равного 50 - 100 м, закрывают кран 7. Продолжая нагнетать газ (пар), давление в затрубном пространстве доводят до величины не менее р₃.

Затем подачу газообразного агента прекращают, кран 6 перекрывают. Скважину выдерживают под давлением в течение времени Т_в.

Если за это время давление в межколонном пространстве не возросло, то открывают кран 7 и, продолжая нагнетать газ (пар) в затрубное пространство, дополнительно снижают уровень в затрубном пространстве на величину от 50 до 100 м.

Очередной интервал колонны спрессовывают таким же способом и в том же порядке. Участки колонны опрессовывают до тех пор, пока повышение давления в межколонном пространстве не укажет на наличие негерметичности в очередном исследуемом интервале. Затем скважину заполняют буровым раствором до устья.

Определение интервала негерметичности поинтервальной опрессовкой обсадной колонны высоковязкой жидкостью

В этом случае в качестве высоковязких жидкостей используются загущенные водные растворы полимеров (например, КМЦ, ПАА и др,). Рецептуры растворов подбирают в лабораторных условиях.

Вязкость этих растворов, как показывает практика, должна быть не менее чем в 10 раз выше вязкости бурового раствора.

Башмак НКТ располагают на расстоянии 5 - 10 м выше искусственного забоя или цементного моста, установленного над интервалом перфорации. Колонну спрессовывают, фиксируют величину падения давления ?р.

В специальной емкости или мерной емкости ЦА приготавливают не менее 1 м³ высоковязкого раствора. При открытом выкиде из затрубного пространства закачивают приготовленный раствор в НКТ. Высоковязкий раствор промывочной жидкостью продавливается и вытесняется из НКТ.

Выкид из затрубного пространства закрывают и, продолжая закачку бурового раствора, доводят давление в затрубном пространстве эксплуатационной колонны до значения, допускаемого при опрессовке. Колонну выдерживают под давлением в течение контрольного времени, фиксируют величину снижения давления ?р. Если результат опрессовки не отличается от данных, полученных ранее, то снижая давление в затрубном пространстве и продолжая закачивать буровой раствор в НКТ, перемещают высоковязкий раствор по затрубному пространству для опрессовки следующего, расположенного выше интервала колонны.

Поинтервальную опрессовку продолжают до тех пор, пока резкое снижение ?р не укажет на перекрытие высоковязкой жидкостью негерметичного интервала колонны. Количество продавочной жидкости для очередного перемещения высоковязкого раствора должно составлять не более 80 % от его объема.

Местоположение верхней L_в и нижней L_н границ интервала негерметичности определяют по формулам:

Здесь: Н₁ - длина НКТ, м; V_в - объем высоковязкой жидкости, м³; V₀ - объем 1 м затрубного пространства эксплуатационной колонны, м³; n - порядковый номер спрессовываемого интервала колонны, где установлена негерметичность.

Определение местоположения сквозных дефектов обсадных колонн

Если негерметичность колонны характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, то поинтервальную опрессовку колонны следует производить при спуске пакера в скважину через каждые 300 - 500 м. После установки пакера опрессовке рекомендуется подвергать подпакерное пространство. Это ускоряет процесс поиска, так как не требуется герметизация затрубного пространства. Отсутствие поглощения при очередном цикле опрессовки укажет на наличие нарушения в интервале наращенных труб. Местоположение нарушения можно уточнить при последующем подъеме пакера опрессовкой колонны, при необходимости -- после каждой поднятой трубы. Если при проверке скважины на приемистость наблюдается выход циркуляции на поверхность и количество закачиваемой и вытекающей жидкости одинаково, то осуществляют закачку индикатора (красителя). Глубину дефекта L_в определяют по формуле:

где V_п - объем закачанной в скважину продавочной жидкости (включая объем раствора индикатора) до появления красителя на поверхности; D_к - внутренний диаметр кондуктора (промежуточной колонны).

В прошаблонированных полномерной печатью обсадных колоннах, негерметичность которых характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, применяется метод определения местоположения дефекта путем продавливания цементировочной пробки по колонне.

Продавочная пробка, используемая при цементировании обсадных колонн, вводится с поверхности внутрь колонны, а затем проталкивается буровым раствором, нагнетаемым с устья скважины. Количество закачиваемого раствора должно быть не меньше объема колонны. Глубину нарушения определяют по месту остановки пробки, которое устанавливается с помощью аппарата Яковлева. Конструкцией пробки может быть предусмотрена возможность ее извлечения из скважины с помощью приспособления для захвата ловильным инструментом.

Исследование зацементированного заколонного пространства

Для определения интервала и качества цементирования колонны используют аппаратуру акустического и гамма-контроля цементирования. Ввиду принципиального различия информации, получаемой указанными методами, рекомендуется совместное их использование.

Для определения наличия интервалов и направления перетоков флюидов за эксплуатационной колонной применяют термометрию в соответствии с РД, а на участках ствола, прилегающих к интервалу перфорации, также метод радиоактивных изотопов и другие методы. Исследования перетоков за кондуктором или промежуточной колонной выполняют снятием термограмм по внугреннему пространству эксплуатационной колонны либо кольцевому зазору между эксплуатационной колонной и кондуктором (промежуточной колонной).

Перед исследованием скважину заполняют жидкостью до устья в стволе и кольцевом пространстве между колонной и кондуктором (промежуточной колонной) и оставляют в покое на 48 ч. При высоком положении статического уровня предпочтительнее проводить замеры в колонне.

Замеры по кольцевому зазору выполняют серийными электротермометрами диаметром 32 и 35 мм, которые спускают на одно- или трехжильном кабеле с регистрацией показаний каротажными станциями АКС или АПЗА. Замер может быть проведен между 146-мм и 245-мм или 324-мм колоннами, а также между 168-мм и 299-мм или 324-мм колоннами. Перед исследованием кольцевое пространство за колонной шаблонируют и определяют положение уровня жидкости.

Для оценки возможности и целесообразности повторного тампонирования обсадной колонны методом обратного цементирования и определения необходимого объема тампонажного раствора проводится термометрия с закачкой жидкости в кольцевое пространство с устья. Термометр спускают в колонну. С контрольной термограммой сравнивают кривые, Снятые после закачивания воды в объеме 3 - 4 м³ (первая порция) и двух объемов предполагаемой зоны цементирования (вторая порция). В первом случае снимают замер через 20 - 30 мин., во втором -- через 20 - 30 мин. и 1,5 - 2 ч. Температура закачиваемой воды должна отличаться от температуры горных пород не менее чем на 4 - 6° С.

Исследованиями могут быть выявлены:

глубина, до которой наблюдается движение жидкости за колонной и кондуктором (промежуточной колонной);

интервалы поглощения закачиваемой жидкости;

нарушение в кондукторе (промежуточной колонне) и глубина нарушения.

Для уточнения температурных условий в заданной зоне ствола скважины перед РИР в НКТ через лубрикатор спускают электротермометр. После выполнения замера температуры на заданной глубине и закачки бурового раствора имитируют планируемый процесс цементирования, регистрируя изменение температуры. После прокачивания жидкости, не перемещая прибор из заданной зоны, выполняют запись восстановлеyия температуры во времени. Данные исследования используют при подборе композиции тампонажных растворов, резко реагирующих на изменение температуры, и определении сроков проведения отдельных операций в процессе тампонирования скважин. Все промыслово-геофизические исследования проводят по специальным планам.

5.2 ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РЕМОНТЕ КРЕПИ СКВАЖИН

Основным методом ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонного пространства является тампонирование под давлением. Этот и другие методы РИР включают вспомогательные операции по установке разделительных тампонажных мостов, наращиванию цементного стакана, насыпке песчаных пробок, намыву наполнителей. Тампонажные материалы и технологические схемы проведения тампонажных работ следует выбирать в зависимости от целей РИР, геолого-технических и гидротермальных условий в изолируемой зоне скважины.

Способ тампонирования под давлением необходимо планировать в зависимости от положения динамического уровня жидкости в колонне при проверке скважины на заполнение и расчетной продолжительности операции Т, которая должна составлять не более 75 % от срока загустевания Т_з, используемой тампонирующей смеси:

Т = 0,75 Т_з.

При тампонировании под давлением в зависимости от условий необходимо провести дополнительные работы и расчеты.

5.2.1 РАСЧЕТЫ ПРИ ПРОВЕРКЕ СКВАЖИНЫ НА ПРИЕМИСТОСТЬ

В зависимости от положения динамического уровня в колонне при проверке скважины на заполнение устанавливается перечень допускаемых способов тампонирования под давлением (табл. 5.3). В заполняющихся скважинах указанный перечень уточняется по результатам проверки скважины на приемистость, наличию или отсутствию обратной отдачи пластом части закачанной жидкости.

Количество жидкости, отдаваемое пластом, определяется следующим образом. Перед проверкой на приемистость скважину следует промыть в течение не менее одного цикла циркуляции до выравнивания плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве.

После прекращения нагнетания жидкости для проверки скважины на приемистость скважину оставляют в покое на 10 - 15 мин. и фиксируют установившееся в колонне давление Р_у. Затем открывают выкид из затрубного пространства и замеряют объем вытекающей жидкости V_ж. По номограмме на рис. 5.7 определяют объем вытекающей жидкости V_у, обусловленный упругими деформациями обсадной колонны, и заполняющей ее промывочной жидкости под действием давления Р_у.

Таблица 5.3

Выбор способа тампонирования по результатам исследования скважины и условиям формирования изоляционного экрана

Номер п/п	Способ тампонирования под давлением	Результат проверки на приемистость скважины
		заполняющейся	незаполняющеися
		есть отдача	нет отдачи	ОЗЦ под давлением	ОЗЦ без давления
			ОЗЦ под давлением	ОЗЦ без давления
1	Через обсадную колонну	+	+	-	+	-
2	Через НКТ и обсадную колонну	+	+	-	-	-
3	Через НКТ, установленные над зоной ввода	-	-	+	-	+
4	Через НКТ, установленные под зоной ввода	-	-	+	-	-
5	Комбинированный способ	+	+	-	+	-
6	Скользящее тампонирование	-	-	+	-	-
7	С пакером	-	-	+	-	+

Количество жидкости, отдаваемое пластом,

V_оп = V_ж V_у.

В скважинах, где наблюдается отдача пласта, способ тампонирования должен обеспечить ОЗЦ под избыточным давлением без промежуточной разгрузки колонны от давления для подъема части НКТ в безопасную зону (способы 1, 2, 5 в табл. 5.3). Эти же способы следует применять в не заполняющихся скважинах, а также в заполняющихся скважинах, где отдача пласта отсутствует, в случаях, когда условия РИР требуют формирования изоляционных экранов под избыточным давлением при ОЗЦ, например, при ремонте колонн в зоне слабосцементированных пород, ликвидации межпластовых перетоков в неперфорированных интервалах колонны и др. Следует отметить, что ОЗЦ под давлением допускается и при других способах тампонирования (способы 3, 4, 7 в табл. 5.3), однако, в связи с промежуточными разгрузками колонны от избыточного давления и разрывом процесса во времени эффективность этого технологического приема несколько ниже.

5.2.2 ТАМПОНИРОВАНИЕ ПОД ДАВЛЕНИЕМ

Тампонирование под давлением через обсадную колонну

Способ применяется при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн и наращивании цементного кольца за ними, а также при тампонировании каналов межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами, когда условия проведения РИР не допускают разгрузки колонны от избыточного давления после задавливания тампонирующей смеси. Использование этого способа допускается как в заполняющихся, так и незаполняющихся скважинах.

Сначала приготовляют тампонирующую смесь и закачивают ее в обсадную колонну. Необходимость применения разделительных пробок и пачек буферных жидкостей устанавливается в зависимости от характера взаимодействия бурового раствора и используемой тампонирующей смеси. Закачивают расчетный объем продавочной жидкости.

Тампонирующую смесь задавливают в изолируемую зону при давлении, не превышающем значения, регламентированного для опрессовки колонны.

Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под достигнутым или предварительно плавно сниженном давлением (не более 0,5 МПа/мин.) до планируемой величины.

Тампонирование под давлением через НКТ и обсадную колонну

Способ применяется для ускорения процесса доставки тампонирующей смеси к изолируемой зоне в скважинах, заполняющихся буровым раствором при проверке на приемистость.

Нижний конец НКТ устанавливают над зоной ввода (отверстия в колонне) на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонирующей смеси. Закачивая буровой раствор в НКТ, следует восстановить циркуляцию.

При открытом выкиде из затрубного пространства закачивают и продавливают тампонирующую смесь в скважину. После достижения тампонирующей смесью нижнего конца НКТ выкид из затрубного пространства закрывают и продолжают продавливание до выхода всей смеси из труб.

При обратной промывке производят контрольный вымыв для гарантии отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ. Тампонирующую смесь задавливают в пласт до достижения требуемого давления.

Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под давлением.

Тампонирование под давлением через НКТ, установленные над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну

Данный способ используют:

при изоляции чужих пластовых флюидов и подошвенных вод;

при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн для ускорения доставки быстросхватывающихся тампонирующих смесей к изолируемой зоне.

Применять способ для изоляции чуждых пластовых флюидов и подошвенных вод допускается как в заполняющихся, так и в незаполняющихся скважинах при использовании тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, полимерных тампонажных материалов (ПТМ) с инертными или активными наполнителями. Использовать фильтрующиеся ПТМ без наполнителей в незаполняющихся скважинах при данном способе не рекомендуется. Быстросхватывающиеся тампонирующие смеси применяют только в заполняющихся скважинах.

Нижний конец НКТ устанавливают на 10 - 15 м выше зоны ввода, закачивают буровой раствор в НКТ, восстанавливают циркуляцию.

При открытом выкиде из затрубного пространства тампонирующую смесь закачивают и продавливают в скважину. После достижения тампонирующей смесью нижнего конца НКТ выкид из затрубного пространства перекрывают и смесь задавливают в пласт.

Излишки смеси вымывают из скважины обратной промывкой с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ.

НКТ приподнимают на 100 - 150 м для гарантии отсутствия прихвата. Скважину оставляют на ОЗЦ под запланированным давлением.

Если при работах скважина не заполняется, то перед тампонированием под давлением необходимо установить глубину статического уровня жидкости в колонне для расчета параметров операции.

При открытом затрубном пространстве необходимо закачать в НКТ:

тампонирующую смесь;

продавочную жидкость в количестве, равном внутреннему объему НКТ.

Если циркуляция не восстановилась, то приступают к закачке бурового раствора в затрубное пространство.

В затрубное пространство при открытом трубном закачивают буровой раствор в количестве, равном

V_з = V_к.у. V_т;

где V_к.у. - объем обсадной колонны от устья скважины до стаnического уровня; V_т - объем НКТ.

Если восстановления циркуляции не произошло, то следует прокачать в НКТ и затрубное пространство одновременно контрольное количество бурового раствора, равное удвоенному внутреннему объему участка колонны от нижнего конца НКТ до нижней границы зоны ввода, а затем поднять трубы над зоной ввода на расстояние, вмещающее объем тампонирующей смеси. После ОЗЦ операцию следует повторить.

Если циркуляция восстановилась, то оставшуюся в затрубном пространстве и НКТ тампонирующую смесь следует задавить в пласт.

Тампонирование под давлением через НКТ, установленные под зоной ввода тампонирующей смеси за колонну

Этот способ применяется в следующих случаях:

при изоляции нижних и подошвенных вод, когда планируется нарастить цементный стакан над искусственным забоем;

при изоляции нижних и подошвенных вод, когда протяженность интервала перфорации составляет более 10 м;

при изоляции дефектов крепи, когда приемистость скважины меньше 0,5 м³/(ч МПа);

при изоляции дефектов крепи, когда планируется вымыв тампонирующего состава из изолируемого объекта после РИР.

В заполняющихся скважинах способ осуществляют при выполнении следующих условий:

использовании тампонирующих составов с пониженной водоотдачей, обработанных пластифицирующими стабилизирующими добавками;

применении НКТ с алюминиевым хвостовиком или наличии специального устьевого оборудования с сальниковыми уплотнениями, допускающего расхаживание НКТ при задавливании тампонирующей смеси в пласт.

Нижний конец НКТ устанавливают ниже зоны ввода на 1 - 2 м или у нижней границы планируемого цементного стакана. Затем закачивают буровой раствор в НКТ при открытом затрубном пространстве, восстанавливают циркуляцию. Тампонирующую смесь закачивают и продавливают в скважину до заполнения ею перфорированного или нарушенного интервала колонны.

Закрывают выкид из затрубного пространства и задавливают тампонирующую смесь в пласт при непрерывном расхаживании НКТ.

После достижения требуемого давления нижний конец НКТ поднимают на 10 - 15 м выше зоны ввода тампонирующей смеси за колонну.

Продолжая расхаживать НКТ, в скважине вновь создают требуемое давление для нагнетания тампонирующей смеси в пласт. Излишки тампонажной смеси вымывают из скважины при обратной промывке с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ.

НКТ поднимают на 100 - 150 м и скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под запланированным давлением.

Если планировались РИР с вымывом излишка тампонирующей смеси из изолируемого объекта, то после задавливания тампонирующую смесь при расхаживании труб вымывают из колонны, затем приподнимают НКТ на 100 - 150 м над зоной ввода. Колонну заполняют буровым раствором и скважину оставляют в покое на ОЗЦ.

Комбинированный способ тампонирования под давлением

Этот способ применяется при любом виде РИР в заполняющихся и незаполняющихся скважинах, когда вымыв тампонирующего состава из зоны изоляции не планируется.

При доставке тампонирующей смеси в скважину нижний конец НКТ находится ниже зоны ввода, а при задавливании смеси в пласт - выше него. Нижний конец НКТ устанавливают ниже зоны ввода на 1 - 2 м или у нижней границы планируемого цементного стакана. Закачивают и продавливают тампонирующую смесь до равновесия столбов жидкости в трубах и кольцевом пространстве за НКТ. НКТ приподнимают выше уровня тампонирующей смеси в колонне на 30 - 50 м. При обратной промывке производят контрольный вымыв для гарантии отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ. Тампонирующую смесь задавливают в пласт до достижения требуемого давления. Затем давление плавно снижают до планируемого значения и скважину оставляют в покое на время ОЗЦ.

Тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству

Cпособ применяется для устранения негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено и непрерывная закачка жидкости через него при давлениях, допустимых для колонны, невозможна, а приемистость характеризуется лишь падением при опрессовке колонны на воде.

Нижний конец НКТ устанавливают на 5 - 10 м выше искусственного забоя. В качестве тампонажного материала используются гелеобразующие или водонерастворимые отверждающиеся ПТМ, рецептура которых подбирается по максимальной температуре в стволе скважины. Приготовленную тампонирующую смесь перекачивают в одну из половин мерной емкости цементировочного агрегата (ЦА). Другую половину заполняют буровым раствором. Закачивая буровой раствор в затрубное пространство при открытом трубном с подачей 3 - 5 л/с, восстанавливают циркуляцию. Штуцеруя выкид из НТК, устанавливают давление в колонне при циркуляции жидкости, не превышающее регламентированное при опрессовке скважины.

Не прекращая закачки, переключают краны ЦА на подачу тампонажного состава в скважину. Тампонажный раствор прокачивают по затрубному пространству, не допуская превышения давления в колонне над допустимым. По мере перехода раствора из затрубного пространства в НКТ, постепенно уменьшая подачу насосов, снижают давление прокачки от 20 до 30 % ниже первоначального и вымывают излишки тампонирующей смеси на поверхность. Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ.

При использовании отверждающихся полимерно-тампонажных материалов (ПТМ) после РИР НКТ поднимаются из скважины.

Тампонирование под давлением прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству с остановками

При этом способе допускаются периодические остановки при прокачке тампонирующей смеси по затрубному пространству для наблюдения за динамикой изменения избыточного давления, что позволяет установить местоположение негерметичного интервала колонны. При выполнении работ в качестве тампонажных материалов используются только гелеобразующие ПТМ. Приготовляют не менее 1 м³ вязкой тампонирующей смеси. Колонну спрессовывают водой, фиксируют величину снижения давления ?р в течение контрольного времени t_К. При открытом выкиде из затрубного пространства закачивают приготовленный тампонирующий состав в НКТ. Смесь продавливается буровым раствором и вытесняется из НКТ. Выкид из затрубного пространства закрывают и, продолжая закачку бурового раствора, давление в затрубном пространстве колонны доводят до значения, допускаемого при опрессовке.

Колонну выдерживают под давлением в течение контрольного времени t_к фиксируют величину снижения давления ?р. Если результат опрессовки не отличается от предыдущих работ, то, снижая давление в затрубном пространстве и продолжая закачивать буровой раствор в НКТ, тампонирующую смесь перемещают по затрубному пространству для опрессовки следующего, расположенного выше интервала колонны. Поинтервальную опрессовку продолжают до тех пор, пока резкое уменьшение р не укажет на перекрытие тампонирующим составом негерметичного интервала колонны.

Количество продавочной жидкости для очередного перемещения состава должно составлять не более 80 % от его объема. Местоположение верхней L_в, и нижней L_н границ интервала негерметичности определяют по формулам:

где Н₁ - длина НКТ, м;

V_в - объем высоковязкой жидкости, м³;

V₀ - объем 1 м затрубного пространства эксплуатационной колонны, м³;

n - порядковый номер спрессовываемого интервала колонны.

Затем скважину выдерживают под давлением до истечения срока ОЗЦ. Излишки состава вымывают из скважины.

Тампонирование под давлением с применением пакера

Этот способ применяется в следующих случаях:

для защиты обсадных колонн при давлении нагнетания, значение которого превышает допустимое для опрессовки;

для защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации:

-- для направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные отверстия в колонне.

Применение способа допускается в заполняющихся и незаполняющихся скважинах. Тампонирование под давлением по затрубному пространству при установленном пакере запрещается, кроме случаев применения гелеобразующих ПТМ или использования алюминиевых или других легкоразбуриваемых НКТ.

НКТ спускают с пакером, который располагается над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну. Рекомендуется низ пакера оборудовать алюминиевым хвостовиком длиной не менее 3 м, башмак которого устанавливают над зоной ввода на расстоянии до 3 м. Проверяют чистоту спущенных труб прокачкой в НКТ бурового раствора в количестве, равном их внутреннему объему от устья до статического уровня. Устанавливают пакер. Проверяют приемистость изолируемого объекта при установившемся режиме подачи насосов прокачкой в НКТ бурового раствора в количестве не менее внутреннего объема труб. Тампонирующую смесь закачивают в НКТ. Закачивают расчетный объем продавочной жидкости. Если надпакерное затрубное пространство герметично, то для уменьшения осевой нагрузки на пакер рекомендуется в кольцевое пространство закачать буровой раствор и создать давление, допускаемое при опрессовке колонны.

Тампонирующую смесь залавливают в пласт. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах. Освобождают пакер. Распакеровку контролируют расхаживанием колонны НКТ. При наличии циркуляции излишки тампонирующей смеси вымывают из скважины обратной или прямой промывкой. Поднимают 100 - 150 м НКТ, заполняют скважину буровым раствором и оставляют в покое на время ОЗЦ. В заполняющихся скважинах после работ НКТ поднимают на 50 - 100 м выше поглощающего интервала (зоны дефекта колонны, интервала перфорации). Перед ОЗЦ для вытеснения возможных остатков тампонирующей смеси прокачивают в трубное и затрубное пространство буровой раствор в количестве, равном объему НКТ и объему колонны от башмака труб до нижней границы поглощающей зоны.

5.2.3 РАСЧЕТ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ТАМПОНИРОВАНИЯ ПОД ДАВЛЕНИЕМ

В табл. 5.4. приведены формулы для расчета продолжительности тампонирования под давлением различными способами. В формулах приняты следующие условные обозначения:

Т - продолжительность процесса тампонирования, которая должна составлять не более 75 % от срока загустевания (Т₃) тампонирующей смеси,

(5.1)

t₁ - продолжительность приготовления тампонирующей смеси,

где V - объем тампонирующей смеси; q_max - максимальная подача ЦА.

t₂^к, t₂^т, t₂^к.п. - продолжительность закачивания расчетного объема продавочной жидкости V_п соответственно в колонну, НКТ, кольцевое пространство,

t₃ - продолжительность задавливания тампонирующей смеси в пласт,

где q_min - минимальная подача ЦА.

t₀ - общая продолжительность пауз при задавливании тампонирующей смеси,

t₀ = tN;

где t - продолжительность одной паузы; N - число пауз, t_в - расчетное время вымыва излишков тампонирующей смеси при обратной промывке. Рассчитывается из условия вымыва всего объема смеси как:

где V_п - объем продавочной жидкости, закачанной в НКТ;

q_с - средняя подача ЦА.

Таблица 5.4

Расчет продолжительного тампонирования под давлением

Способ тампонирования под давлением	Расчетные формулы
	заполняющаяся скважина	незаполняющая скважина
Через обсадную колонну
Через НКТ и обсадную колонну		-
Через НКТ, установленные над зоной ввода
Через НКТ, установленные под зоной ввода		-
Комбинированный способ
Скользящее тампонирование: 6.1. непрерывное		-
6.2. с остановками		-
С пакером*

^* Если планируется ОЗЦ под давлением, то в продолжительность тампо-нажных работ включается дополнительное время Т_д = t_п + t_м + t_оп, в течение которого тампонирующая смесь должна сохранять исходные свойства: Т + Т_д = 0,75Т₃.

Для прямой промывки:

где V3 - объем затрубного пространства;

t_д - продолжительность демонтажа устьевого оборудования,

t_п - продолжительность подъема части НКТ;

t_м - продолжительность монтажа устьевого оборудования;

t_оп - продолжительность опрессовки обсадной колонны после подъема части НКТ:

где V_у - объем продавки, обусловленный упругими деформациями обсадной колонны и заполняющей ее продавочной жидкости.

t_р - продолжительность распакеровки.

По расчетной продолжительности операции в соответствии с условием (5.1) регулируют сроки загустевания используемой тампонирующей смеси или по Т₃ выбирают схему тампонирования (см. табл. 5.3).

5.2.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СМЕСИ

Объем цементного раствора или другого состава минеральных вяжущих V выбирают на основе накопленного регионального опыта РИР в зависимости от результатов проверки скважины на приемистость.

В лабораторных условиях в зависимости от требуемых свойств тампонирующей смеси устанавливают ее плотность _т и водоцементное отношение m.

Количество сухого цемента или другого тампонажного материала q, требующегося для приготовления 1м³ раствора, определяется из соотношения:

где _м - плотность сухого тампонажного материала;

_з - плотность жидкости затворения.

Общее количество сухого тампонажного материала G, потребного для приготовления заданного объема тампонирующей смеси _с (м³), составляет

где К_ц = 1,03 + 1,05 -- коэффициент, учит...